JP7121185B2 - Power plant including natural gas regasification - Google Patents

Power plant including natural gas regasification Download PDF

Info

Publication number
JP7121185B2
JP7121185B2 JP2021500902A JP2021500902A JP7121185B2 JP 7121185 B2 JP7121185 B2 JP 7121185B2 JP 2021500902 A JP2021500902 A JP 2021500902A JP 2021500902 A JP2021500902 A JP 2021500902A JP 7121185 B2 JP7121185 B2 JP 7121185B2
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
power plant
natural gas
heat exchanger
heat
gas
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
JP2021500902A
Other languages
Japanese (ja)
Other versions
JP2021524558A (en
Inventor
グレーバー，カールステン
ユーレットツェック，ウーヴェ
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Siemens AG
Original Assignee
Siemens AG
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Siemens AG filed Critical Siemens AG
Publication of JP2021524558A publication Critical patent/JP2021524558A/en
Application granted granted Critical
Publication of JP7121185B2 publication Critical patent/JP7121185B2/en
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/22—Fuel supply systems
    • F02C7/224—Heating fuel before feeding to the burner
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K25/00—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for
    • F01K25/08—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours
    • F01K25/10—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours the vapours being cold, e.g. ammonia, carbon dioxide, ether
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K9/00—Plants characterised by condensers arranged or modified to co-operate with the engines
    • F01K9/003—Plants characterised by condensers arranged or modified to co-operate with the engines condenser cooling circuits
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/04—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid having a turbine driving a compressor
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B1/00—Methods of steam generation characterised by form of heating method
    • F22B1/02—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers
    • F22B1/18—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines
    • F22B1/1807—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines using the exhaust gases of combustion engines
    • F22B1/1815—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines using the exhaust gases of combustion engines using the exhaust gases of gas-turbines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2220/00—Application
    • F05D2220/30—Application in turbines
    • F05D2220/32—Application in turbines in gas turbines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/20—Heat transfer, e.g. cooling

Description

本発明は、発電プラントならびにこれを運転するための方法に関する。ここでこの方法は特に、液化天然ガスがガスおよび蒸気のタービンプラント、あるいはガス発電プラントに直接結合された場合の、液化天然ガスのエネルギー的かつ経済的に最適な気化に関する。 The present invention relates to a power plant as well as a method for operating same. The method here particularly relates to the energetically and economically optimal gasification of liquefied natural gas when the liquefied natural gas is directly coupled to gas and steam turbine plants or gas power plants.

液化天然ガス（ＬＮＧ＝liquid natural gas、（Ｔ＝－１６２℃））は、通常は環境熱（空気／海水）または化学的な熱を用いて気化される。代替としてカスケード有機ランキンサイクルによって、冷熱をエネルギー的に利用することを目的としたアイデアが開発されている。 Liquid natural gas (LNG, (T=−162° C.)) is usually vaporized using ambient heat (air/seawater) or chemical heat. As an alternative, ideas have been developed that aim to harness cold energy energetically through the Cascade Organic Rankine Cycle.

本発明の課題は、出力の改善あるいは効率の改善を可能とし、そして同時にできる限り簡単かつ安価に製造される、発電プラントを提供することである。本発明のさらなる課題は、このような発電プラントの運転に対応する方法を提示することである。 SUMMARY OF THE INVENTION The object of the present invention is to provide a power plant which allows an improved output or an improved efficiency and at the same time is manufactured as simply and cheaply as possible. A further object of the present invention is to provide a method corresponding to the operation of such a power plant.

本発明は、発電プラントに対する課題を解決するものであり、ここで本発明は、圧縮器、燃焼室、およびタービンを備えるガスタービンと、当該ガスタービンに液化天然ガスおよび気化天然ガスを輸送するための天然ガス配管と、液化天然ガス圧力を高めるために天然ガス配管に接続された圧縮機と、同様に当該天然ガス配管に接続された膨張器とを有し、さらに圧縮器と膨張器との間に配設された、液化天然ガスを気化するための第１の熱交換器と、再ガス化された天然ガスをさらに加熱するための第２の熱交換器と、を備える発電プラントを提案し、ここで当該発電プラントは、排熱回収蒸気発生器を備え、そして当該第２の熱交換器は、当該排熱回収蒸気発生器内の復水予熱器と結合されている。 The present invention solves a problem for a power plant, wherein the present invention comprises a gas turbine comprising a compressor, a combustion chamber and a turbine, and a gas turbine for transporting liquefied and vaporized natural gas to the gas turbine. a natural gas line, a compressor connected to the natural gas line for increasing the pressure of the liquefied natural gas, and an expander also connected to the natural gas line; A power plant is proposed comprising a first heat exchanger for vaporizing the liquefied natural gas and a second heat exchanger for further heating the regasified natural gas disposed therebetween and wherein the power plant comprises a heat recovery steam generator and the second heat exchanger is coupled with a condensate preheater within the heat recovery steam generator.

液化天然ガス気化部を、この下流に接続された膨張器に結合することによって、最高の効率で発電するための冷熱の最大限の利用を達成することが可能となる。第２の熱交換器を復水予熱器、すなわち排熱回収蒸気発生器内の最後の加熱面と結合することによって、既に気化された天然ガスがさらに約１３０～１７０℃に加熱される。 By coupling the liquefied natural gas vaporizer to this downstream connected expander, it is possible to achieve maximum utilization of the cold for generating electricity with highest efficiency. The already vaporized natural gas is further heated to about 130-170°C by coupling the second heat exchanger to the condensate preheater, ie the last heating surface in the heat recovery steam generator.

第３の熱交換器が天然ガス配管において膨張器に対して下流で接続されている場合、本発電プラントの効率に対し特に有利である。確かに膨張後であっても天然ガスが適宜予熱されて燃焼部に供給され得るように、第２の熱交換器を用いて天然ガスを加熱する可能性も理論的にはあり、こうして費用を考慮して第３の熱交換器を省くことができる。しかしながら技術的により良い変形例は、膨張の下流に接続された、この第３の熱交換器を用いたさらなる加熱部を有するものである。 It is particularly advantageous for the efficiency of the power plant if a third heat exchanger is connected downstream to the expander in the natural gas pipeline. It is theoretically also possible to heat the natural gas using a second heat exchanger so that even after expansion the natural gas can be suitably preheated and supplied to the combustion section, thus reducing the costs. A third heat exchanger can be omitted for consideration. A technically better variant, however, is to have a further heating section with this third heat exchanger connected downstream of the expansion.

本発明の１つの有利な実施形態においては、第１の熱交換器は、熱輸送媒体循環路を介してガスタービンの吸入空気配管に接続されている。 In one advantageous embodiment of the invention, the first heat exchanger is connected to the intake air line of the gas turbine via a heat transport medium circuit.

もう１つの有利な実施形態においては、第１の熱交換器は、熱輸送媒体循環路を介して発電プラントの冷却システムに接続されている。この際ガスタービン吸入空気あるいは冷却システムからの熱は、並列または直列に接続されて使用することができる。 In another advantageous embodiment, the first heat exchanger is connected via a heat transport medium circuit to the cooling system of the power plant. The heat from the gas turbine intake air or from the cooling system can be used in this connection either in parallel or in series.

この際、熱輸送媒体の凍結および熱伝導率の観点から、熱輸送媒体循環路が水・グリコール循環路であると好適である。 At this time, from the viewpoint of freezing and thermal conductivity of the heat transport medium, it is preferable that the heat transport medium circulation path is a water/glycol circulation path.

安全性の観点から、天然ガスの洩れた場合の望ましくない水・蒸気循環路への侵入を防止するために、第２の熱交換器のための高温復水取り出し点が、給水の流れ方向において高圧給水ポンプの後に配置され、この結果高い圧力に晒されることが好適である。 From a safety point of view, the hot condensate take-off point for the second heat exchanger is located in It is preferably located after the high pressure feed pump and is thus exposed to high pressure.

代替として、望ましくない天然ガスの侵入を防止するための対策として、第２の熱交換器のための高温復水取り出し点が、復水の流れ方向において復水再循環ポンプの後に配置され、そしてこの第２の熱交換器が二重壁の安全熱交換器であると好適である。この代替の高温復水取出点の配設は、効率において有利となる。 Alternatively, as a measure to prevent unwanted natural gas intrusion, a hot condensate withdrawal point for the second heat exchanger is located after the condensate recirculation pump in the direction of flow of the condensate, and Preferably, this second heat exchanger is a double-wall safety heat exchanger. This alternative hot condensate take-off point arrangement provides efficiency advantages.

第３の熱交換器に関しては、これが排熱回収蒸気発生器の給水システムに結合されていると有利である。予熱された天然ガスが、ガスタービン運転のために必要なガス圧力レベルまで、膨張器によって発電しながら減圧された後では、ガス温度は４０～７０℃となる。性能を考慮した最大許容可能なガスタービンの燃料温度に到達するために、この第３の熱交換器が膨張器とガスタービンの間で天然ガス配管に配設される。この第３の熱交換器は、その熱を排熱回収蒸気発生器の中圧給水または高圧給水から取り出す。 As regards the third heat exchanger, it is advantageous if it is connected to the water supply system of the heat recovery steam generator. The gas temperature is 40-70° C. after the preheated natural gas is power-reduced by the expander to the gas pressure level required for gas turbine operation. This third heat exchanger is placed in the natural gas line between the expander and the gas turbine to reach the maximum allowable gas turbine fuel temperature for performance considerations. This third heat exchanger extracts its heat from the medium or high pressure feedwater of the heat recovery steam generator.

このアプローチは、ガスタービン発電プラントでも、たとえその発電プラント構成に排熱回収蒸気発生器が設けられていなくとも、使用することができる。第２および第３の熱交換器に排ガス熱を統合するために必要な伝熱面は、たとえばガスタービンの内部の煙突バイパスに配設されていてよく、この煙突バイパスで、高温の排ガスが、加熱面を有する分離された通路を介して引き回されて冷却され、そして主排ガス質量流に再び混合される。 This approach can also be used in gas turbine power plants, even if the power plant configuration does not include a heat recovery steam generator. The heat transfer surfaces required to integrate the exhaust gas heat into the second and third heat exchangers may be arranged, for example, in the chimney bypass inside the gas turbine, where the hot exhaust gas is It is routed through separate channels with heated surfaces, cooled and remixed with the main exhaust gas mass stream.

方法に対する課題は、液化天然ガス気化部を有する発電プラントを運転するための方法によって解決され、この方法では、液化天然ガスが少なくとも１５０バール（１５０×１０５Ｐａ）にまで加圧され、ここで液化天然ガスを気化するためにガスタービン吸入空気および／またはこの発電プラントの冷却システムからの熱が利用され、そしてここで次のステップで天然ガスが排熱回収蒸気発生器の復水予熱器からの高温復水との熱交換においてさらに加熱される。 The problem for a method is solved by a method for operating a power plant having a liquefied natural gas vaporizer, wherein the liquefied natural gas is pressurized to at least 150 bar (150×10 5 Pa), wherein Heat from the gas turbine inlet air and/or the cooling system of the power plant is utilized to vaporize the liquefied natural gas, where the next step is to convert the natural gas from the heat recovery steam generator's condensate preheater. is further heated in heat exchange with the high temperature condensate of

この際このさらに加熱された天然ガスが、ガスタービン運転のために必要なガス圧レベルまで、膨張器によって発電しながら減圧されると好適である。 In this case, the further heated natural gas is preferably decompressed with electricity by means of an expander to the gas pressure level required for gas turbine operation.

さらに、この減圧された天然ガスが給水との熱交換においてさらに加熱されると有利である。 Furthermore, it is advantageous if this depressurized natural gas is further heated in heat exchange with the feed water.

ガスタービンを有するが水・蒸気循環路を有しない発電プラントでは、高温の排ガスは、液化天然ガスの気化および加熱のための加熱面を有する分離された通路を介して引き回されて冷却され、そして主排ガス質量流に再び混合されてよい。 In a power plant with a gas turbine but no water/steam circuit, the hot exhaust gas is routed through separate passages with heating surfaces for vaporization and heating of the liquefied natural gas and cooled, It can then be remixed with the main exhaust gas mass stream.

再気化部を下流に接続された膨張器に結合することによって、そしてこれに伴う複数の熱交換器を介したＣＣＧＴプロセスとの最適な冷熱／熱統合によって、大幅に改善されたＣＣＧＴ性能を、ＣＣＧＴ出力の観点からも（約＋１０％まで）、またＣＣＧＴ効率に関しても（約＋０．３～＋０．５％ポイント）達成することができる。このアイデアでは、ＬＮＧタンクを、これに接続された加圧部を用いて約１５０バール（１５０×１０５Ｐａ）にまで加圧する。下流に接続された熱交換器において、ＬＮＧの気化は、高圧で約５℃までの温度で行われる（第２の熱交換器において十分な熱水が利用可能である限り、０℃を僅かに下回る温度も許容される）。 Significantly improved CCGT performance by coupling the re-vaporization section to the downstream connected expander and the concomitant optimal cold/heat integration with the CCGT process via multiple heat exchangers, It can be achieved both in terms of CCGT output (up to about +10%) and in terms of CCGT efficiency (about +0.3 to +0.5 percentage points). In this idea, the LNG tank is pressurized to about 150 bar (150×10 5 Pa) with a pressurization section connected to it. In a heat exchanger connected downstream, the vaporization of LNG takes place at high pressure and at temperatures up to about 5°C (just below 0°C as long as sufficient hot water is available in the second heat exchanger). lower temperatures are permissible).

このアイデアでの利点は、性能を明らかに改善する他に、特にこの性能改善を比較的安価に達成することであるが、これは膨張器（発電機および補助システム含む）および第２の熱交換器を除く全ての構成要素が、対応するＬＮＧ火力発電所において使用されなければならないか（第１の熱交換器および液化ガスポンプ）あるいは使用されることになるであろう（第３の熱交換器）からである。 The advantage with this idea, besides the obvious improvement in performance, is in particular that this improvement is achieved relatively cheaply; All components except for the heat exchanger must or will be used in the corresponding LNG-fired power plant (first heat exchanger and liquefied gas pump) (third heat exchanger ).

本発明を、例示的に図を参照して詳細に説明する。これらの図は概略的に示すものであり、縮尺は正確ではない。 The invention will be explained in detail, by way of example, with reference to the figures. These figures are schematic representations and are not to scale.

本発明によるガスおよび蒸気のタービンプラントを示す。1 shows a gas and steam turbine plant according to the invention; ガスタービンプラントを示す。A gas turbine plant is shown.

図１は、ガスおよび蒸気のタービンプラントとして実施された本発明による発電プラント１を概略的かつ例示的に示す。 FIG. 1 schematically and exemplarily shows a power plant 1 according to the invention embodied as a gas and steam turbine plant.

発電プラント１は、圧縮器３、燃焼室４およびタービン５を有するガスタービン２を備える。図１は、液化天然ガスおよび気化天然ガスを輸送するための、天然ガスタンク２２から分岐する天然ガス配管６を示し、この天然ガス配管に液化天然ガス圧を高めるための天然ガス圧縮機７および膨張器８が接続されている。 The power plant 1 comprises a gas turbine 2 with a compressor 3 , a combustion chamber 4 and a turbine 5 . FIG. 1 shows a natural gas line 6 branching off from a natural gas tank 22 for transporting liquefied and vaporized natural gas, to which a natural gas compressor 7 and an expansion unit for increasing the liquefied natural gas pressure. device 8 is connected.

天然ガス圧縮機７と膨張器８との間には、液化天然ガスを気化するための第１の熱交換器９および再ガス化された天然ガスをさらに過熱するための第２の熱交換器１０が接続されている。膨張器８の後には、さらに第３の熱交換器１１が天然ガス配管６に配設されている。 Between the natural gas compressor 7 and the expander 8 is a first heat exchanger 9 for vaporizing the liquefied natural gas and a second heat exchanger for further superheating the regasified natural gas. 10 is connected. After the expander 8 a third heat exchanger 11 is also arranged in the natural gas line 6 .

第１の熱交換器９は、熱輸送媒体循環路１２および第４の熱交換器２８を介して、ガスタービン２の吸入空気配管１３に接続されており、そして第５の熱交換器２９を介して発電プラント１の冷却システムに接続されている。図１の実施例においては、第４の熱交換器２８および第５の熱交換器２９は直列に接続されている。しかしながら並列に配設することも可能である。 The first heat exchanger 9 is connected to the intake air line 13 of the gas turbine 2 via the heat transport medium circuit 12 and the fourth heat exchanger 28, and the fifth heat exchanger 29 It is connected to the cooling system of the power plant 1 via. In the embodiment of Figure 1, the fourth heat exchanger 28 and the fifth heat exchanger 29 are connected in series. However, a parallel arrangement is also possible.

熱輸送媒体循環路１２は、通常は水・グリコール循環路である。 The heat transport medium circuit 12 is normally a water/glycol circuit.

図１に示すように、発電プラント１がガスおよび蒸気のタービンプラントであると、これよりこの発電プラントはさらに、排熱回収蒸気発生器１４を備え、ここで第２の熱交換器１０が排熱回収蒸気発生器１４内の復水予熱器１５に結合されている。図１は、この第２の熱交換器１０用の高温復水取り出しの２つの選択肢を示す。第１のケースでは、高温復水取り出し点１６は、高圧給水ポンプ１７の後に配置されている。第２のケースでは、高温復水取り出し点１６は、復水再循環ポンプ１８の後に配置されている。このケースでは第２の熱交換器１０は、二重壁の安全熱交換器として実装されていることになる。 If the power plant 1 is a gas and steam turbine plant, as shown in FIG. 1, then the power plant further comprises a waste heat recovery steam generator 14, where the second heat exchanger 10 It is coupled to the condensate preheater 15 within the heat recovery steam generator 14 . FIG. 1 shows two options for hot condensate withdrawal for this second heat exchanger 10 . In the first case, the hot condensate withdrawal point 16 is arranged after the high pressure feed pump 17 . In the second case, the hot condensate withdrawal point 16 is located after the condensate recirculation pump 18 . In this case the second heat exchanger 10 would be implemented as a double wall safety heat exchanger.

最後に図１は、第３の熱交換器１１が、排熱回収蒸気発生器１４の給水システム１９に結合されていることを示す。 Finally, FIG. 1 shows that the third heat exchanger 11 is coupled to the water supply system 19 of the heat recovery steam generator 14 .

第３の熱交換器１１を介して天然ガスを加熱するために、高圧部分２３または中圧部分２４から給水を取り出すことが可能である。図１は両方の変形例を示している。 Feedwater can be taken from the high pressure section 23 or the intermediate pressure section 24 for heating the natural gas via the third heat exchanger 11 . FIG. 1 shows both variants.

本発明のアイデアは、他のタイプの発電プラントにも移植可能である。図２は、排ガス煙突２６ならびにこの排ガス煙突２６での煙突バイパス２０を有するガスタービンプラント２５を示す。天然ガスを再ガス化するための構成要素の配置は、図１のプラントに対して変更されていない。第２の熱交換器１０および第３の熱交換器１１用の熱は、ここで排ガス煙突２６の煙突バイパス２０内の対応する伝熱面２１を介して、ガスタービン排ガスから得られる。運転中には、排ガスの一部が煙突バイパス２０を介して引き回され、そしてその熱を対応する伝熱面２１に放出した後、再び主ガス流２７に混合される。

The idea of the invention is also portable to other types of power plants. FIG. 2 shows a gas turbine plant 25 with an exhaust gas stack 26 and a stack bypass 20 at this exhaust gas stack 26 . The arrangement of components for regasification of natural gas is unchanged with respect to the plant of FIG. Heat for the second heat exchanger 10 and the third heat exchanger 11 is now obtained from the gas turbine exhaust gas via corresponding heat transfer surfaces 21 in the stack bypass 20 of the exhaust gas stack 26 . During operation, a portion of the exhaust gas is routed through the chimney bypass 20 and releases its heat to the corresponding heat transfer surface 21 before being mixed back into the main gas stream 27 .

Claims (11)

圧縮器（３）、燃焼室（４）、およびタービン（５）を備えるガスタービン（２）と、さらに前記ガスタービン（２）に液化天然ガスおよび気化天然ガスを輸送するための天然ガス配管（６）と、液化天然ガス圧力を高めるために前記天然ガス配管（６）に接続された天然ガス圧縮機（７）と、同様に前記天然ガス配管（６）に接続され、前記ガスタービン（２）と前記天然ガス圧縮機（７）との間に配設された膨張器（８）と、を有し、さらに天然ガス圧縮機（７）と膨張器（８）との間に配設された、液化天然ガスを気化するための第１の熱交換器（９）と、再ガス化された天然ガスをさらに加熱するための第２の熱交換器（１０）と、を備える発電プラント（１）であって、
前記発電プラントは、排熱回収蒸気発生器（１４）を備え、そして前記第２の熱交換器（１０）は、前記排熱回収蒸気発生器（１４）内の復水予熱器（１５）と結合されていることを特徴とする発電プラント。 A gas turbine (2) comprising a compressor (3), a combustion chamber (4) and a turbine (5), and also natural gas piping for transporting liquefied and vaporized natural gas to said gas turbine (2) ( 6) and a natural gas compressor (7) connected to said natural gas piping (6) for increasing the liquefied natural gas pressure, and also connected to said natural gas piping (6) and said gas turbine (2 ) and an expander (8) disposed between the natural gas compressor (7), and further disposed between the natural gas compressor (7) and the expander (8) A power plant comprising a first heat exchanger (9) for vaporizing the liquefied natural gas and a second heat exchanger (10) for further heating the regasified natural gas ( 1) and
The power plant comprises a heat recovery steam generator (14), and the second heat exchanger (10) is connected to a condensate preheater (15) within the heat recovery steam generator (14). A power plant characterized by being coupled. 請求項１に記載の発電プラント（１）において、
さらに前記天然ガス配管（６）において前記膨張器（８）に対して下流で接続されている、第３の熱交換器（１１）を備えることを特徴とする発電プラント。 In a power plant (1) according to claim 1,
A power plant further comprising a third heat exchanger (11) connected downstream to said expander (8) in said natural gas line (6). 請求項１または２に記載の発電プラント（１）において、
前記第１の熱交換器（９）は、熱輸送媒体循環路（１２）を介して前記ガスタービン（２）の吸入空気配管（１３）に接続されていることを特徴とする発電プラント。 In a power plant (1) according to claim 1 or 2,
A power plant, wherein the first heat exchanger (9) is connected to an intake air pipe (13) of the gas turbine (2) via a heat transport medium circuit (12). 請求項１乃至３のいずれか１項に記載の発電プラント（１）において、
前記第１の熱交換器（９）は、熱輸送媒体循環路（１２）を介して前記発電プラント（１）の冷却システムに接続されていることを特徴とする発電プラント。 In the power plant (1) according to any one of claims 1 to 3,
A power plant, characterized in that said first heat exchanger (9) is connected to the cooling system of said power plant (1) via a heat transport medium circuit (12). 請求項３または４に記載の発電プラント（１）において、
前記熱輸送媒体循環路（１２）は、水・グリコール循環路であることを特徴とする発電プラント。 In a power plant (1) according to claim 3 or 4,
The power plant, wherein the heat transport medium circuit (12) is a water/glycol circuit. 請求項１乃至５のいずれか１項に記載の発電プラント（１）において、
前記第２の熱交換器（１０）のための高温復水取り出し点（１６）が、給水の流れ方向において高圧給水ポンプ（１７）の後に配置されることを特徴とする発電プラント。 In the power plant (1) according to any one of claims 1 to 5,
A power plant, characterized in that the hot condensate withdrawal point (16) for said second heat exchanger (10) is arranged after the high pressure feedwater pump (17) in the direction of feedwater flow. 請求項１乃至６のいずれか１項に記載の発電プラント（１）において、
前記第２の熱交換器（１０）のための高温復水取り出し点（１６）が、復水の流れ方向において復水再循環ポンプ（１８）の後に配置され、そして前記第２の熱交換器（１０）が二重壁の安全熱交換器であることを特徴とする発電プラント。 In a power plant (1) according to any one of claims 1 to 6,
A hot condensate take-off point (16) for said second heat exchanger (10) is arranged after the condensate recirculation pump (18) in the direction of flow of the condensate and said second heat exchanger A power plant characterized in that (10) is a double-wall safety heat exchanger. 請求項２、または、請求項２を直接または間接的に引用する請求項３乃至７のいずれか１項に記載の発電プラント（１）において、
前記第３の熱交換器（１１）は、前記排熱回収蒸気発生器（１４）の給水システム（１９）に結合されていることを特徴とする発電プラント。 In a power plant (1) according to claim 2 or any one of claims 3 to 7 directly or indirectly referring to claim 2 ,
Power plant, characterized in that said third heat exchanger (11) is coupled to a water supply system (19) of said heat recovery steam generator (14). 液化天然ガスが少なくとも１５０バール（１５０×１０５Ｐａ）にまで加圧され、そして液化天然ガスを気化するためにガスタービン吸入空気および／または発電プラント（１）の冷却システムからの熱が利用される、液化天然ガス気化部を有する、請求項１乃至８のいずれか１項に記載の発電プラント（１）を運転するための方法であって、
天然ガスが前記排熱回収蒸気発生器（１４）の前記復水予熱器（１５）からの高温復水との熱交換によって、さらに加熱されることを特徴とする方法。 The liquefied natural gas is pressurized to at least 150 bar (150×10 5 Pa) and heat from the gas turbine inlet air and/ or the cooling system of the power plant (1) is utilized to vaporize the liquefied natural gas. A method for operating a power plant (1) according to any one of claims 1 to 8, comprising a liquefied natural gas vaporization section, comprising:
A method, characterized in that natural gas is further heated by heat exchange with hot condensate from said condensate preheater (15) of said heat recovery steam generator (14). 請求項９に記載の方法において、
さらに加熱された前記天然ガスが、ガスタービンの運転のために必要なガス圧レベルまで、前記膨張器（８）によって発電しながら減圧されることを特徴とする方法。 10. The method of claim 9, wherein
A method, further characterized in that said heated natural gas is decompressed with electricity by means of said expander (8) to the gas pressure level required for the operation of the gas turbine. 請求項１０に記載の方法において、
減圧された前記天然ガスが給水との熱交換によって、さらに加熱されることを特徴とする方法。

11. The method of claim 10, wherein
A method, wherein said decompressed natural gas is further heated by heat exchange with feedwater.
JP2021500902A 2018-07-13 2019-05-17 Power plant including natural gas regasification Active JP7121185B2 (en)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP18183389.8 2018-07-13
EP18183389.8A EP3594460A1 (en) 2018-07-13 2018-07-13 Power plant with natural gas re-gasification
PCT/EP2019/062820 WO2020011430A1 (en) 2018-07-13 2019-05-17 Power plant with natural gas regasification

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2021524558A JP2021524558A (en) 2021-09-13
JP7121185B2 true JP7121185B2 (en) 2022-08-17

Family

ID=63035854

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2021500902A Active JP7121185B2 (en) 2018-07-13 2019-05-17 Power plant including natural gas regasification

Country Status (8)

Country Link
US (1) US20210246833A1 (en)
EP (2) EP3594460A1 (en)
JP (1) JP7121185B2 (en)
KR (1) KR102503727B1 (en)
CN (1) CN112400053A (en)
BR (1) BR112020024555B8 (en)
ES (1) ES2916602T3 (en)
WO (1) WO2020011430A1 (en)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR102621628B1 (en) * 2019-05-10 2024-01-08 미쯔비시 파워 아메리카스, 아이엔씨. Dual cycle system for combined cycle power plants

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2001241304A (en) 2000-02-29 2001-09-07 Nkk Corp Combined power generation system utilizing gas pressure energy
JP2001303974A (en) 2000-04-28 2001-10-31 Toshiba Corp Combined-cycle generator set
JP2006526723A (en) 2003-06-05 2006-11-24 フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン Composition and method for regasification of liquefied natural gas
JP2015200307A (en) 2014-04-08 2015-11-12 ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ Method and apparatus for clearance control utilizing fuel heating

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR1295046A (en) * 1960-08-25 1962-06-01 Conch Int Methane Ltd Process for heating fluids at low temperature with energy production
JPS55148907A (en) * 1979-05-08 1980-11-19 Setsuo Yamamoto Compound cycle plant
JPS57159903A (en) * 1981-03-27 1982-10-02 Toshiba Corp Generator with combined cycle
US4932204A (en) * 1989-04-03 1990-06-12 Westinghouse Electric Corp. Efficiency combined cycle power plant
JPH0688538A (en) * 1992-09-08 1994-03-29 Toshiba Corp Gas turbine plant
WO1995016105A1 (en) * 1993-12-10 1995-06-15 Cabot Corporation An improved liquefied natural gas fueled combined cycle power plant
DE19619470C1 (en) * 1996-05-14 1997-09-25 Siemens Ag Combined gas-and-steam turbine installation
WO2001007765A1 (en) * 1999-07-22 2001-02-01 Bechtel Corporation A method and apparatus for vaporizing liquid gas in a combined cycle power plant
US6457315B1 (en) * 2000-12-07 2002-10-01 Ipsi, Llc Hybrid refrigeration cycle for combustion turbine inlet air cooling
EP1781902A4 (en) * 2004-07-14 2009-08-12 Fluor Tech Corp Configurations and methods for power generation with integrated lng regasification
CN101707880B (en) * 2007-05-30 2013-09-25 氟石科技公司 Lng regasification and power generation
EP2622191A1 (en) * 2010-09-30 2013-08-07 General Electric Company Dual fuel aircraft system and method for operating same
US8813471B2 (en) * 2011-06-29 2014-08-26 General Electric Company System for fuel gas moisturization and heating
US9932124B2 (en) * 2012-12-28 2018-04-03 General Electric Company Cryogenic fuel system and method for delivering fuel in an aircraft
US20160281604A1 (en) * 2015-03-27 2016-09-29 General Electric Company Turbine engine with integrated heat recovery and cooling cycle system

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2001241304A (en) 2000-02-29 2001-09-07 Nkk Corp Combined power generation system utilizing gas pressure energy
JP2001303974A (en) 2000-04-28 2001-10-31 Toshiba Corp Combined-cycle generator set
JP2006526723A (en) 2003-06-05 2006-11-24 フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン Composition and method for regasification of liquefied natural gas
JP2015200307A (en) 2014-04-08 2015-11-12 ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ Method and apparatus for clearance control utilizing fuel heating

Also Published As

Publication number Publication date
ES2916602T3 (en) 2022-07-04
WO2020011430A1 (en) 2020-01-16
BR112020024555A2 (en) 2021-03-09
BR112020024555B1 (en) 2022-11-29
US20210246833A1 (en) 2021-08-12
KR20210028696A (en) 2021-03-12
EP3775506B1 (en) 2022-03-30
EP3594460A1 (en) 2020-01-15
BR112020024555B8 (en) 2023-01-10
JP2021524558A (en) 2021-09-13
KR102503727B1 (en) 2023-02-27
EP3775506A1 (en) 2021-02-17
CN112400053A (en) 2021-02-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US6367258B1 (en) Method and apparatus for vaporizing liquid natural gas in a combined cycle power plant
UA61957C2 (en) Method for obtaining energy from the exhaust gas of gas turbine, method and system of regeneration of energy of the exhaust gas heat
JP6245404B1 (en) Combustion equipment and power generation equipment
JP2011032954A (en) Combined power generation system using cold of liquefied gas
US11300010B2 (en) Cooling equipment, combined cycle plant comprising same, and cooling method
EP3458688B1 (en) Cogenerative organic rankine cycle system
US10830105B2 (en) System and method for improving output and heat rate for a liquid natural gas combined cycle power plant
KR102220071B1 (en) Boiler system
JP7080324B2 (en) LNG revaporization
JP7121185B2 (en) Power plant including natural gas regasification
US11905856B2 (en) Geothermal district heating power system
JP3697476B2 (en) Combined power generation system using gas pressure energy
CN110107368B (en) Steam condensing method, steam condensing system and power generation system
CN209976590U (en) Steam condensing system and power generation system
WO2019198756A1 (en) Combined power plant
JP2014218922A (en) Prime motor system
TWI768565B (en) Steam generator, exhaust heat recovery plant, compound plant, steam-electricity cogeneration plant
CN115288957A (en) Direct light-coal complementary steam turbine system and power generation system
BR112020010611B1 (en) APPARATUS FOR GENERATING ELECTRIC POWER AND PROCESS FOR GENERATING ELECTRIC POWER
ITMI20090039A1 (en) PROCEDURE AND SYSTEM FOR THE GENERATION OF USING ENERGY LIQUID AND OR GASEOUS HEAT SOURCES ON BOARD OF NAVAL UNITS
CN115288959A (en) Direct photo-thermal and coal-fired complementary steam turbine system and power generation system
MXPA00000117A (en) Waste heat recovery in an organic energy converter using an intermediate liquid cycle

Legal Events

Date Code Title Description
A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20210315

A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20210315

A977 Report on retrieval

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007

Effective date: 20220124

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20220201

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20220331

RD02 Notification of acceptance of power of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7422

Effective date: 20220331

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20220705

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20220804

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Ref document number: 7121185

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

S111 Request for change of ownership or part of ownership

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313113

R350 Written notification of registration of transfer

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350